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1、 油 气 储 运 2007年设计施工压缩天然气(CNG)加气母站的工艺设计方案郭 忠 明3 隆 立 红(中国石油吐哈油田销售事业部)(中国石油管道公司第四项目部)郭忠明 隆立红:压缩天然气(CNG)加气母站的工艺设计方案,油气储运,2007,26(5)4042。摘 要 阐述了压缩天然气(CNG)汽车加气母站工艺设计方案的确定原则。以前置脱水为例,介绍了CNG加气母站的工艺流程,结合 车用压缩天然气(GB18047-2000)标准,分析了两种深度脱水方案的优缺点以及脱水方案的确定方式。从占地面积、安全性、使用年限等六个方面对小瓶储气、大瓶储气、储气井储气三种储气方案的优缺点进行了比较。着重介绍了
2、CNG加气母站必备的各系统的构成及其功能。主题词 压缩天然气(CN G)加气母站 工艺 设计方案 压缩天然气(CNG)汽车加气站是我国加强环保,开发清洁汽车的高新技术产业之一,目前发展迅速。由于城市内燃气管网铺设难度大,土地占用费用和CN G站建设成本高,因此,最佳替代方案是在郊区建设CNG加气母站。一、CNG加气母站工艺设计方案的确定原则CN G加气母站工艺流程的设计,直接关系到建站投资、运行成本、站的运行效率、长期运行中对各种因素变化的适应性及运行的安全可靠性,其工艺方案设计应根据气源条件、环境状况、加气量和加气车辆的条件,经综合分析和经济技术对比后确定。根据现行国家标准 车用压缩天然气(
3、GB180472000)和汽车 加油 加 气 站设 计 与施 工 规 范(GB501562002)的规定,CNG加气站的工艺流程应包括以下几个部分。(1)原料天然气气质处理(脱硫、脱水、过滤)。(2)计量及调压。(3)天然气增压。(4)高压天然气储存及分配。(5)天然气充装。上述工艺流程的变化主要根据不同的脱水方式来确定。CNG站可采用两种工艺流程方案,一种方案是,原料天然气进站后,先经过滤、计量、调压进入缓冲罐,再进入前置脱水装置进行深度脱水,使露点不高于-54(常压下),脱水后的天然气进入压缩机,经四级增压,达到25 MPa后进入储气装置或直接给车辆加气;另一种方案是,原料天然气进站后,先
4、经过滤、计量、调压进入缓冲罐,再进入压缩机,经四级增压,达到25 MPa后进入后置高压脱水装置进行深度脱水,使露点不高于-54(常压下),脱水后的天然气经分配装置进入储气装置或直接给车辆加气。无论采用何种技术方案,都要根据原料天然气的组分和含水量变化情况来确定。二、CNG加气母站工艺流程以前置脱水为例,原料天然气进站后,先经过滤、计量,经调压装置稳定压力后进入缓冲罐,再进入前置脱水装置进行深度脱水,使露点不高于-54(常压下),脱水后的天然气进入压缩机,经四级增压,达到25 MPa。经压缩机压缩后的高压天然气有以下几个去向。(1)如果站内有拖车及普通汽车加气,天然气直接经加气柱及加气机进入拖车
5、上的集气管束,或普通汽车上的车载气瓶,当瓶内的压力达到20 MPa3838202,新疆鄯善县火车站镇77号;电话:(0995)8373141。04时,自动关闭充气阀门,再将站内储气井压力升高到25 MPa,然后自动停机。(2)如果站内无拖车加气,而仅有普通汽车加气,则可直接向汽车加气。当车载储气瓶内的压力达到20 MPa时,自动关闭充气阀门,将站内储气井压力升到25 MPa,然后自动停机。(3)如果站内无拖车及普通汽车加气,可将站内储气井压力升高到25 MPa,然后自动停机。普通汽车加气时,首先使用储气井内的储存天然气给汽车加气,如果储气井内的压力过低,则启动压缩机给汽车直接加气。三、工艺设计
6、方案的选择1、深度脱水方案根 据 现 行 国 家 标 准车 用 压 缩 天 然 气(GB180472000)的规定,在汽车驾驶的特定地理区域内,在最高操作压力下,车用CN G的水露点不应高于-13。当最低气温低于-8 时,水露点应比最 低 气 温 低5(相 当 于 在 常 压 下 不 高 于-54)。而原料天然气在开采生产过程中进行的脱水处理仅满足了民用气的标准,即在天然气交接点的压力和温度下,天然气的水露点应比最低环境温度低5。为保证站内储气系统及车载储气瓶的使用寿命及安全,延长压缩机的使用寿命,站内必须设置深度脱水装置,使其露点不高于-54(常压下)。脱水可在天然气增压前或增压后进行,分别
7、称为前置脱水和后置脱水,脱水方式的优缺点比较结果见表1。如果来气气质稳定,含水量变化不大,一般采用前置脱水方式,否则选用后置脱水方式。为了有效提高CNG的质量,目前国内市场上也有压缩机前后都加脱水装置的CNG站。表1 前置脱水与后置脱水方式的优缺点比较脱水方式优点缺点前置脱水 安装在天然气压缩机前,对压缩机有良好的保护作用 如果原料天然气含水量不准确或含水量变化太大,将导致脱水不彻底 采用闭式循环余气再生方式,不另耗再生天然气设备占地面积较大低压容器,单台处理量大购置费较高压力低,安全性好,阀件寿命长,购置费较低后置脱水 无论原料天然气含水量如何变化,因压缩机已进行了增压处理,压缩后的天然气含
8、水量变化不大,都能保证脱水彻底安装在天然气压缩机后,对压缩机无保护作用设备占地面积小,购置费较低 采用高压气减压再生方式,要消耗一定量的高压再生天然气 由于是高压容器,单台处理量不能达到很大,否则成本太高压力高,安全性较差,阀件寿命短,购置费较高2、储气方法在加气站的建设中,储气设施的选择非常重要。根据目前的技术发展水平,对于储气规模为12 m3的(水容积)CNG加气母站,现有以下三种储气方法可供选择。(1)采用传统的小容积储气瓶方法,共需240只50 L的储气钢瓶,储气设施(含土建)总投资约为60104元。(2)采用大容积储气瓶方法,共需9只1.3 m3的大容积储气钢瓶,储气设施(含土建)一
9、般总投资约为110104元。(3)采用地下储气井方法,共需设6口2 m3的(水容积)储气井,总投资约为90104元。比较上述三种方法,在安全性上,因为小容积储气瓶单位容积小,所以数量多、瓶阀多、漏点多,每次年检均需拆卸瓶组,连接处易发生脱落,甚至爆炸;14第26卷第5期 郭忠明等:压缩天然气(CNG)加气母站的工艺设计方案 大容积储气瓶数量少,系统阻力小,而且制造要求高,目前均采用进口产品,安全系数高;储气井深埋地下,单位容积较大,接头少,管壁厚,发生爆炸的危险性小,同时储气井受环境温度影响小。在检查费用及时间上,小容积储气瓶因瓶阀多,根据 气瓶安全监察规定,每两年需开瓶检查一次,每次检查费用
10、为2104元,每次检查需要710天,对生产影响大;储气井因接头少,根据 高压地下储气井(SY/T 65352002)的规定,每6年进行一次全面检查,每次总费用不到1104元,只需12天,对生产影响小;大容积储气瓶的定期检查费用及时间介于两者之间。在使用年限上,小容积储气瓶的正常使用年限为1015年,大容积储气瓶及储气井的正常使用年限可达到2025年。在占地面积上,小容积储气瓶数量多,240只50 L的储气钢瓶安装完毕后占地面积约为45 m2;9只1.3 m3的大容积储气钢瓶安装完毕后占地面积约为20 m2;6口储气井占地面积仅为7.5 m2,约为小容积储气瓶的1/6。目前,安全性是CNG加气站
11、设计与建设考虑的第一要素,国内新建的CNG加气母站主要采用大容积储气瓶和储气井两种方法。四、CNG加气母站系统的构成及其功能1、进站安全切断系统进站天然气管道上设置有自动紧急气动切断阀,采用气 电联动方式,在站内出现天然气泄漏等紧急情况时可自动切断天然气进气,保证安全。2、调压系统考虑到城市管网来气压力随城市民用气量的小时不均匀性会产生波动,为保证压缩机进气压力平稳,压缩机能尽可能在最佳设计点上工作,避免超压停机保护。城市内CNG加气母站内一般设置一套调压系统。3、计量系统CN G加气母站用气量大,如果采用涡轮流量计,会产生较大输差,给经营者带来极大的经济损失。为避免这种情况,站内应提高计量精
12、度,采用高级孔板流量计计量,并采用单片机方式控制、计量,同时在计量系统后设阻尼器,减少压缩机吸气产生的脉动效应对计量的影响。4、天然气含水分析系统在脱水装置后设置在线微量水分析仪,实时监测脱水后天然气中的水含量,二次仪表设在仪表间内,如果发现露点高于-54(常压下),则自动切换脱水装置。5、CNG加气母站安全监控系统CN G加气母站内设置可燃气体报警器,监测压缩机房、低压脱水室等处泄漏的天然气的浓度,同时可燃气体报警器与压缩机控制柜及进气管道电磁阀联锁,可自动切断压缩机进气。6、自动化控制系统CN G加气母站实行高度自动化的控制管理,以工控机及可编程控制器PLC为核心,采用温度及压力传感器实现
13、各级压力超压、油/水压低压报警和过载保护、自动记录与故障显示。7、工艺冷却系统根据地理位置的不同,压缩机可采用水冷却方式、水 气混合冷却方式或空气冷却方式,脱水装置可采用空气冷却方式进行冷却。8、高压管道及设备的安全泄放系统站内各级安全泄压的天然气按照泄放压力的不同,应分高、低压两级,通过站内的泄放系统放空点集中泄放,避免因分散泄放产生安全隐患。9、废气回收系统压缩机系统各级排污泄放的天然气应进入废气回收罐,在废气回收罐内设置高效过滤分离装置,将排污气中所含的油水进行分离,油水沉积在罐的底部,天然气经上部排出进入缓冲罐,从而达到保护环境和减少浪费的目的。五、结束语与汽油燃料相比,燃气汽车有害物
14、质排放量大幅度降低,CO降低60%98%,HC降低20%71%,并且不含铅、多环芳烃等致癌物,可大大减轻空气的污染程度。CNG资源丰富,运输价格低廉,虽然在动力性能上稍低于燃油,但汽车使用也能充分满足道路运输的要求,有利于降低运输成本,提高经济效益,是今后重点开发和推广的清洁燃料。(收稿日期:2006203230)编辑:杜 娟24油 气 储 运 2007年 作 者 介 绍范华军 1975年生,1998年毕业于西南石油学院机械设计及制造专业,现为中国石油大学(北京)油气储运工程专业在读博士。潘正鸿 工程师,1970年生,1992年毕业于中国石油大学(华东)油气储运工程专业,现在中国石油大学(华东
15、)储运与建筑工程学院从事天然气储存研究工作。李美蓉 副教授,1966年生,1989年毕业于石油大学(华东)应用化学专业,1995年获石油大学(华东)环境工程专业硕士学位,现在中国石油大学(华东)化学化工学院从事应用化学及油田化学的教学与研究工作。郑 平 工程师,1973年生,1994年毕业于抚顺石油学院化工与设备机械专业,现为辽宁石油化工大学油气储运工程专业在读硕士研究生。殷建成 工程师,1975年生,2005年硕士毕业于西南石油大学油气储运工程专业,现在中国石油西南油气田分公司川东北气矿从事天然气勘探开发和油气集输等工作。姜笃志 教授级高工,1960年生,1982年毕业于抚顺石油学院油气储运
16、,2002年硕士毕业于中国石油大学(北京),现为中国石油大学(北京)在读博士。李伟林 高级工程师,1955年生,1981年毕业于重庆石油学校输气专业,现在中国石油管道华中输气分公司从事长输管道管理工作。闫广豪 1980年生,2004年毕业于中国石油大学(华东)机电工程学院化工过程装备与控制工程专业,现为中国石油大学(华东)机电工程学院化工过程机械系在读硕士研究生。窦宏强 工程师,1976年生,2000年毕业于青岛化工学院高分子材料与科学学院,现在中国石油天然气管道工程有限公司从事管道防腐设计工作。张 莉 高级工程师,1970年生,1992年毕业于天津大学应用化学系,现在中国石油集团工程技术研究
17、院防腐保温研究所从事研究工作。郭忠明 工程师,1972年生,1996年毕业于石油大学(华东)石油天然气储运工程专业,现在中国石油吐哈油田公司销售事业部从事油气储运工作。刘 钦 工程师,1972年生,1995年毕业于中国石油大学(华东)自动化系应用电子专业,现在中国石油华北油田采油四厂从事技术研究工作。陶 平 工程师,1970生,1996毕业于西南石油学院采油工程专业,现在中国石油天然气管道工程有限公司从事油气储运设计工作。陶江华 工程师,1977年生,1999年毕业于石油大学(华东)石油储运专业,现在中国石油管道公司运销处从事输油气管道生产运行管理工作。李 梦 高级工程师,1971年生,1995年毕业于西北工业大学飞行器动力工程专业,现在中国石油管道中原输气分公司从事压缩天然气运行管理工作。王巨洪 工程师,1970年生,1992年毕业于沈阳农业大学建筑与环境工程专业,现在中国石油管道公司大连输油分公司从事管道管理工作。曾 威 工程师,1974年生,1997年毕业于西南石油学院计算机应用专业,现在中石化管道储运公司新乡输油处生产技术科工作。储祥萍 工程师,1972年生,1999年硕士毕业于抚顺石油学院化工过程机械专业,现在中国石化镇海炼化股份公司从事油品储运、自动化管理工作。26油 气 储 运 2007年